Энергетика: настоящее и будущее - Газовые турбины: перспективы использования

Использование газовых турбин в энергетическом хозяйстве представляет большой интерес.
Газовые турбины появились значительно позднее паровых и по ряду причин не могли быть конкурентоспособными с ними. Вопрос заключается в том, что КПД газовой турбины зависит от температуры теплоносителя на входе, а качество металла не позволяло повышать ее выше 550°С для углеродистых сталей.
С появлением высоколегированных сталей, выдерживающих температуру порядка 650—750°С, первая причина, сдерживающая развитие газовых турбин, была устранена. При указанных температурах и мощности газовых турбин в 25—100 тыс. кВт их КПД при полной загрузке увеличивается до 27—28%.
Вторая причина, затрудняющая использование газовых турбин — механические примеси теплоносителя, — отпадает в случае использования в качестве топлива газа или жидкого топлива высоких марок (дизельное топливо, газотурбинное топливо).
В нашей стране налажено производство газовых турбин мощностью в 16,25 и 100 тыс. кВт. Для большой энергетики представляют интерес газовые турбины мощностью 100 тыс. кВт и выше. Две подобные турбины уже работают на Краснодарской ТЭЦ.
В настоящее время за рубежом начали серийно выпускаться газовые турбины с высокой начальной температурой газа мощностью 100 МВт и КПД 31— 32%. В США на 1 января 1976 г. в эксплуатации в энергосистемах было газотурбинных установок общей мощностью около 45 млн. кВт; в Англии — 3,0 млн. кВт; в ФРГ — 2,5 млн. кВт; Швеции — 2,0 млн. кВт; Италии — 1,2 млн. кВт.
Газовые турбины имеют некоторые преимущества по сравнению с паровыми энергоблоками. Так, капитальные вложения на единицу мощности газовых турбин примерно на 20% ниже по сравнению с паровыми энергоблоками. Маневренность газовых турбин также выше по сравнению с паровыми турбинами. Но газовые турбины значительно больше расходуют топлива (примерно на одну треть) по сравнению с паровыми установками. И они могут работать только на высокоценных видах топлива — природном газе или дизельном топливе.
Использование газовых турбин в энергетике многих стран объясняется их маневренностью, быстротой запуска (за 1—1,5 минуты), что очень важно при быстром увеличении нагрузок в утренние и особенно в вечерние часы.
В поисках путей улучшения экономики газовых турбин ученые и конструкторы нашей страны разработали оригинальную систему комбинированных установок. Эти установки, которые называются парогазовыми, состоят из сочетания паровой и газовой турбины. Схема действия парогазовой установки такая: топливо (газ, дизельное) сжигается в топке парового котла, а затем при охлаждении продуктов сгорания направляется в газовую турбину. На Невинномысской тепловой электростанции введен в действие парогазовая установка, состоящая из парового энергоблока мощностью 160 тыс. кВт и газовой турбины мощностью 35 тыс. кВт.
Удельные расходы топлива (суммарные) на ПГУ несколько ниже по сравнению с электростанцией, оборудованной крупными паровыми энергоблоками.
В десятой пятилетке намечается ввод в действие парогазовой установки, состоящей из парового агрегата мощностью 210 тыс. кВт и газовой турбины мощностью 45 тыс. кВт (суммарная мощность 255 тыс. кВт).
По расчетам проектных организаций, целесообразно вводить в действие газовые турбины мощностью 100—200 тыс. кВт в энергосистемах Центрального, Северо-Западного и Южного районов, где необходимо иметь высокоманевренные установки для покрытия пиковых нагрузок.

Теплоэнергетика в десятой пятилетке

В десятой пятилетке перед теплоэнергетикой стоят большие по объему и сложные по содержанию задачи. Ввод мощностей на тепловых электростанциях за пятилетие должен составить более 50%, а с учетом вновь вводимых атомных электростанций — примерно 80 %.
XXV съезд КПСС поставил перед народным хозяйством важнейшую задачу повышения эффективности производства. Реализация ее в области теплоэнергетики заключается в осуществлении следующих главных мероприятий:
сокращении сроков ввода нового оборудования путем улучшения проектных решений и организации строительных и монтажных работ;
переходе на внедрение более мощных энергетических блоков и увеличении суммарных мощностей тепловых электростанций;
дальнейшей индустриализации строительных и монтажных работ путем полной унификации строительных конструкций, их укрупнении и полносборности;
решительном сокращении стоимости энергетического оборудования на закритические параметры пара и особенно энергетических блоков мощностью 500— 800 МВт;
дальнейшей централизации ремонтных работ на тепловых электростанциях с целью сокращения ремонтного персонала электростанций, механизации подсобных работ и сокращения на этой основе удельной численности персонала;
проведении конкретных работ для повышения внутренних КПД энергетического оборудования, особенно паровых турбин, котлов, дымососов, насосов, надежности и увеличении межремонтных сроков работы.
Энергетики страны накопили большой опыт в проектировании, строительстве и монтаже крупных тепловых электростанций, энергетических блоков мощностью от 160 до 800 МВт.  Переход к установке крупных энергоблоков в сочетании с типизацией проектов, оборудования и конструктивных элементов резко сократил объем строительно-монтажных работ на 1 кВт установленной мощности.
Так, например, переход от энергоблоков мощностью 300 МВт на энергоблоки 500—800 МВт позволяет снизить стоимость строительства тепловых электростанций до 8 %; удельный расход топлива на отпущенный кВт-ч — на 3% и повысить производительность труда примерно на 40%.
Исследования и расчеты, проведенные Теплоэлектропроектом, показывают следующую тенденцию сокращения удельных капитальных затрат с ростом мощности энергоблоков и электростанций *:

Как видно из приведенных данных, при переходе от энергоблоков 300 МВт и суммарной мощности 1800 МВт к установке энергоблоков 1200 МВт и КЭС в 7200 МВ удельные капитальные вложения сокращаются на 15%.
По расчетам Теплоэлектропроекта**: тепловые электростанции, использующие жидкое или газообразное топливо, имеют несколько пониженные (по сравнению со станциями на твердом топливе) удельные капитальные вложения.
В десятой пятилетке будет сделан значительный поворот к вводу в действие на конденсационных электростанциях энергетических блоков мощностью 500— 800 МВт. 

* 60 лет ТЭЦ. М., «Энергия», 1974, с. 70, 71.

** Там же.

Конденсационные электростанции

Эксплуатация энергоблоков 500 МВт на Назаровской ГРЭС и энергоблоков по 800 МВт на Славянской ГРЭС дали возможность оценить их эксплуатационные характеристики.
До конца десятой пятилетки на Костромской ГРЭС будет введен первый энергетический блок мощностью 1200 МВт, который даст возможность проверить его технико-экономические и эксплуатационные характеристики.
Единичная мощность тепловых электростанций лимитируется наличием водных источников в случае прямоточного охлаждения. Важна охрана окружающей среды, так как выбросы летучей золы сернистого ангидрида и окислов азота при сжигании твердого, жидкого и даже газообразного топлива могут при большой мощности КЭС превышать санитарные нормы.
Из анализа технико-экономических показателей тепловых электростанций СССР и данных крупных тепловых электростанций США, Англии, Франции следует, что по ряду важных удельных показателей мощные тепловые электростанции СССР стоят на уровне лучших зарубежных электростанций.
Так, например, удельный расход топлива на Экибастузской ГРЭС-1 с блоками по 500 МВт, равный 836 г.у.т/кВт-ч практически равен ГРЭС Кимберленд (США) с блоками по 1800 МВт (385 г.у.т/кВт-ч). Как известно, экибастузские угли имеют много балласта, и экономичное их сжигание затруднительно. По удельным капитальным вложениям (хотя здесь могут быть расхождения в методике расчета) советские тепловые электростанции с затратами от 116,22 руб/кВт (Запорожская ГРЭС) до 120 руб/кВт (Экибастузская ГРЭС) не уступают зарубежным электростанциям, имеющим эти затраты на уровне от 125 долл/кВт (США—Кимберленд) до 148 долл/кВт (Англия—Дракс).
В пятилетке будет завершено сооружение наиболее крупных тепловых электростанций — Запорожской, Углегорской и Костромской мощностью по 8600 МВт каждой и Рефтинской ГРЭС мощностью 3800 МВт. Сооружаются и более мощные ГРЭС — Березовская, Экибастузская № 1 и др. установленной мощностью 4000— 6000 МВт.
С целью более глубокого понимания тенденции развития конденсационных электростанций целесообразно рассмотреть конкретные примеры проектирования и сооружения крупных конденсационных электростанций. Такими представительными объектами для анализа могут быть Костромская, Рязанская и Чигиринская КЭС, расположенные в различных зонах страны, на которых установлены или намечены к вводу разные по мощности блоки, сжигающие твердое, жидкое и газообразное топливо.
На Костромской конденсационной электростанции введены 3 энергоблока по 300 МВт (I и II очередь) и намечены к установке два энергоблока по 1200 МВт.
В целях снижения концентрации выброса продуктов сгорания на этой электростанции сооружены дымовые трубы высотой 250 м.
С вводом в действие третьей очереди (2 блока по 1200 МВт) мощность Костромской КЭС достигнет 4800 МВт, годовое потребление топлива составит около 7,0 млн. т. Увеличение выбросов продуктов сгорания обусловило сооружение железобетонной трубы высотой 320 м.
Значительное укрупнение основного и вспомогательного оборудования, применение подвесной системы котлоагрегатов обеспечило сокращение удельной кубатуры главного корпуса III очереди на 20% по сравнению с двумя первыми очередями.
Укрупнение оборудования и связанные с этим другие прогрессивные решения привели к сокращению удельного расхода топлива на 7 г. у. т. на каждый полезно отпущенный кВт · ч.
По удельным расходам топлива, капитальным вложениям и штатному коэффициенту персонала Костромская КЭС может быть отнесена к высокоэкономичным электростанциям.
Рязанская КЭС, расположенная в центре страны, сооружается двумя очередями. На I очереди введены в эксплуатацию четыре энергоблока по 300 МВт (1200 МВт) и на II очереди предусмотрено ввести три энергоблока по 800 МВт (2400 МВт): таким образом, общая мощность КЭС составит 3600 МВт. Первая очередь КЭС рассчитана на сжигание многозольного сернистого угля Подмосковного бассейна, вторая очередь будет использовать мазут.
С целью максимальной охраны воздушного бассейна проектом предусмотрено сооружение дымовых труб высотой 320 м, на электростанции намечено создание опытной установки по очистке продуктов сгорания от сернистого ангидрида.
На первой очереди, использующей пылеугольное топливо, установлены высокопроизводительные электрофильтры, которые могут обеспечить улавливание 99,5% летучей золы из продуктов сгорания. Водоснабжение КЭС прямоточное от построенного водохранилища на р. Проне.
В результате принятых конструктивных мер КПД котлов, работающих на низкосортном угле, составляет 90%, а общий удельный расход топлива — 357 г. у. т. на полезно отпущенный кВт-ч., себестоимость электроэнергии составляет 1 коп. на кВт · ч.
Средний удельный расход условного топлива (для двух очередей) Рязанской КЭС составит 345 г.у.т.
Чигиринская ГРЭС является первой конденсационной электростанцией с однотипными энергетическими блоками мощностью по 800 МВт суммарной мощностью 3200 МВт. Электростанция расположена в центральном районе Украинской ССР, на берегу Кременчугского водохранилища. Такое благоприятное месторасположение крупной тепловой электростанции позволило осуществить прямоточное охлаждение. Глубинный водозабор обеспечивает охлаждение конденсаторов турбин холодной водой, что влияет на глубину вакуума и повышает тепловой КПД электростанции. Топливом для ГРЭС является донецкий газовый уголь.
Основное оборудование Чигиринской ГРЭС состоит из новейших типов машин, выпускаемых отечественными предприятиями. Например, паровая турбина 800 МВт Ленинградского металлического завода высокого давления. Котлоагрегаты паропроизводительностью 2650 т/ч, газоплотные работают под наддувом от воздуходувок, поэтому могут работать без дымососов. Коэффициент полезного действия (брутто) котла при работе на мазуте равен 94,1% и на природном газе — 94,66%.
Использование новейшего оборудования в сочетании с рациональными тепловыми схемами обеспечило высокие экономические показатели Чигиринской ГРЭС. Удельные расходы условного топлива составляли 323 г.у.т. на 1 отп.кВт-ч, а себестоимость отпущенной электроэнергии — 0,868 коп/кВт · ч.
На перечисленных и других современных тепловых
электростанциях осуществляется в широких масштабах дистанционное и автоматическое управление основным и вспомогательным оборудованием. Кроме традиционных защит от возможных аварий и приборов контроля, на ГРЭС все в большем объеме начала применяться электронно-вычислительная техника для организации автоматического управления (АСУ ТП). В этой области усилия в первую очередь направлены на автоматизацию управления энергоблоками.
Проектными разработками предусматривается решение следующих задач АСУ ТП:
сбор и обработка информации от многочисленных датчиков, измеряющих параметры технологического процесса;
контроль за заданным режимом работы основного и вспомогательного оборудования;
регулирование технологического процесса во всем диапазоне нагрузок;
защита оборудования от повреждения в процессе эксплуатации; автоматическое управление оборудованием во всех режимах работы энергоблоков.
Для этой цели используются малые управляющие ЭВМ и на их основе созданы автоматические комплексы управления (АСВТ).
В настоящее время АСУ ТП энергоблоками проходит начальные стадии освоения, выполняя главным образом функции сбора и обработки информации, на основании которой дежурный персонал принимает управленческие решения.
Перевод на полную автоматизацию управления энергоблоками от ЭВМ требует осуществления комплекса мероприятий: перевода всех вспомогательных механизмов на дистанционно-автоматическое управление, оснащения всего оборудования энергоблоков пускорегулирующей аппаратурой, увязанной с системой АСУ ТП, составление алгоритмов и программ управления с тщательной отладкой программ и, наконец, обеспечения абсолютной надежности всех элементов АСУ от ЭВМ до исполнительных механизмов.
Ускорение решения этих проблем является неотложной задачей, от которой зависят уровень и качество управления энергетическими установками.